Miljørisiko og beredskapsanalyse 25/11
Transcription
Miljørisiko og beredskapsanalyse 25/11
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2016-05-28 Side 1 av 40 Tittel: Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt: Gradering: Distribusjon: Internal Fritt i Statoilkonsernet Utløpsdato: Status 2016-05-28 Final Utgivelsesdato: Rev. nr.: Eksemplar nr.: 2015-05-28 Forfatter(e)/Kilde(r): Anne-Laure Szymanski Omhandler (fagområde/emneord): Miljørisiko, oljevern, beredskap Merknader: Trer i kraft: Oppdatering: Ansvarlig for utgivelse: Myndighet til å godkjenne fravik: Fagansvarlig (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST ETOP Anne-Lise Heggø Utarbeidet (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST ETOP Anne-Laure Szymanski Anbefalt (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST Arne Myhrvold Godkjent (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST ETOP Per Gunnar Stavland Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2016-05-28 Side 2 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft Rev. nr. Innhold 1 Sammendrag ................................................................................................................................................. 4 2 Innledning ...................................................................................................................................................... 5 2.1 Definisjoner og forkortelser ............................................................................................................................. 5 2.2 Bakgrunn......................................................................................................................................................... 6 2.3 Aktivitetsbeskrivelse........................................................................................................................................ 7 3 Miljørisikoanalyse ......................................................................................................................................... 8 3.1 Metodikk og inngangsparametere................................................................................................................... 8 3.2 Oppsummering av miljørisiko for 16/2-8 Aldous Major South ....................................................................... 11 3.3 Konklusjon miljørisiko for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel.......................................................................... 16 4 Beredskapsanalyse .................................................................................................................................... 18 4.1 Ytelseskrav ................................................................................................................................................... 18 4.2 Metodikk........................................................................................................................................................ 18 4.3 Dimensjonering av barriere 1 og 2- nær kilden og på åpent hav .................................................................. 19 4.4 Dimensjonering av barriere 3 til 5 – kyst og strandsone ............................................................................... 19 4.5 Dimensjonering av barriere 5 - strandrensing ............................................................................................... 20 4.6 Analysegrunnlag ........................................................................................................................................... 20 4.7 Resultat – beredskapsbehov og responstider .............................................................................................. 28 4.8 Oppsummering av krav til beredskap for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel.................................................. 31 5 Referanser ................................................................................................................................................... 31 App A Blowout Scenario Analysis ........................................................................................................................ 32 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 3 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft 1 Rev. nr. Sammendrag Statoil planlegger boring av letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel. Brønnen er lokalisert i Nordsjøen. Avstanden til nærmeste land, Utsira utenfor Karmøy kommune i Rogaland, er om lag 145 km. Boringen er planlagt med oppstart Q4 2015, og brønnen planlegges boret med den halvt nedsenkbare riggen Songa Trym. Forventet oljetype er Kvitebjørn lettolje. Dette dokumentet oppsummerer resultatene fra miljørisikoanalysen og setter krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for den planlagte aktiviteten. Miljørisikoanalysen er utført som en referansebasert analyse mot letebrønn 16/2-8 Aldous Major South fra 2011 [1]. Miljørisikoen i referanseanalysen for letebrønn 16/2-8 Aldous Major South er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for alle VØKer i alle fire sesonger. Miljørisikoen for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel er forventet å være lavere enn referanseanalysen grunnet lavere rater, lettere oljetype og ellers tilsvarende forhold. Se Tabell 1-1 for en sammenligning av sentrale parametere. Miljørisikoen forbundet med boring av letebrønnen 25/11-28 Gasol/Gretel er derfor vurdert å være akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier for miljørisiko gjennom hele året. Statoils beregnede beredskapsbehov mot akutt forurensning i forbindelse med utslipp fra letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel er kapasitet tilsvarende 2 NOFO-systemer i barriere 1 og 2 med responstid på 5 timer på første system og 9 timer for fullt utbygd barriere 1 og 2. I barriere 3, 4 og 5 stilles det ingen spesifikke krav ettersom det ikke forventes stranding.Ved behov vil ressurser kunne mobiliseres i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUAene. Tabell 1-1 Sammenligning av parametere for 25/11-28 Gasol/Gretel og referansebrønn 16/2-8 Aldous Major South Parameter 25/11-28 Gasol/Gretel Referansbrønn 16/2-8 Aldous Major South Kriteriet Sammenligning Geografisk lokasjon 59º 00’ 31” N 02º 21’ 59” Ø 58º 48’ 57” N 02º 32’ 31” Ø < 50 km fra sammenlignet felt/operasjon 24km OK Oljetype Kvitebjørn Glitne Tilsvarende eller kortere levetid på sjø OK Sannsynlighet for utslipp 1,41 x10-4 1,60 x10-4 Tilsvarende eller lavere OK Vektet rate (Sm3/d) Overflate: 900 Sjøbunn: 700 Overflate: 7060 Sjøbunn: 6200 Tilsvarende eller lavere OK Potensiell maksimal varighet av utblåsningen 63 døgn 63 døgn Tilsvarende eller lavere OK 25/75 Sannsynlighet for overflateutblåsning må være tilsvarende eller lavere OK Sannsynlighetsfordeling 25/75 overflate/sjøbunn Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 4 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft Rev. nr. Parameter 25/11-28 Gasol/Gretel Referansbrønn 16/2-8 Aldous Major South Kriteriet Sammenligning Spesielt sårbar årstid/ analyseperiode Høst/Vinter Helårlig analyse Referanse-analysen må dekke aktuell boreperiode OK 2 Innledning 2.1 Definisjoner og forkortelser Sentrale ord og uttrykk som inngår i miljørisikoanalysen og beredskapsanalysen er kort beskrevet nedenfor: Akseptkriterium Verbal eller tallfestet grense for hvilket risikonivå som aksepteres. ALARP ”As low as reasonably practicable”: Prinsipp som benyttes ved vurdering av risikoreduserende tiltak. Risikoreduserende tiltak skal implementeres med mindre den tilhørende kostnaden eller gjennomførbarheten er urimelig i forhold til risikoreduksjonen. Det skal være et særlig fokus på risikoreduserende tiltak når risikoen er beregnet å være over halvparten av akseptkriteriet. Bestand: Gruppe av individer innen en art som befinner seg i et bestemt geografisk område i en bestemt tidsperiode (naturlig avgrenset del av en populasjon). BOP Blow Out Preventer DFU Definert fare- og ulykkessituasjon. Grunnberedskap1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). IKV Indre Kystvakt Influensområde Område som med mer enn 5 % sannsynlighet vil bli berørt av et oljeutslipp, hvor det er tatt hensyn til fordeling over alle utslippsrater og -varigheter. Korteste drivtid 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten. KYV Kystverket Miljø Et ytre miljø som kan bli berørt av oljeutslipp til sjø, dvs. det marine miljø. Miljørisikoanalyse Miljøskade Direkte eller indirekte tap av liv for en eller flere biologiske ressurser på grunn av oljeutslipp som kan beskrives på individ- eller bestandsnivå. For at et oljeutslipp skal kunne gi en miljøskade må restitusjonstiden for den mest sårbare bestanden være lengre enn 1 måned. Miljøskadekategorier Gradering: Internal Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø med hensyn til akutt oljeforurensning. Kategorisering av miljøskader i hhv. mindre, moderat, betydelig eller alvorlig på grunnlag av restitusjonstid for den mest sårbare bestanden: Mindre: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 måned og 1 år. Moderat: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 år og 3 år. Betydelig: en miljøskade med restitusjonstid mellom 3 år og 10 år. Status: Final Utløpsdato: Side 5 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft Rev. nr. Alvorlig: en miljøskade med restitusjonstid over 10 år. NOFO Norsk Oljevernforening for Operatørselskap NEBAprinsippet Net Environmental Benefit Analysis – metode for å sammenligne og rangere netto miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis oppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering. Operasjon En enkel, tidsbegrenset arbeidsoperasjon som kan medføre akutt utslipp, f.eks. boring av en letebrønn, som inkluderer all aktivitet fra leteriggen er på borelokasjonen til den forlater lokasjonen. Prioriterte områder Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt prioriterte områder (basert på en vurdering av tidligere eksempelområder i NOFO). Disse er karakterisert ved at de ligger i ytre kystsone, har høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til oljevernberedskapen. Disse områdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen. Ressurs eller biologisk ressurs sjøpattedyr. Levende organismer, f.eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl og Restitusjonstid Tiden det tar etter en akutt reduksjon før ressursen har tatt seg opp til (omtrentlig) normalnivået. Den akutte reduksjonen skjer (her) som følge av et oljeutslipp. Størst strandet emulsjonsmengde 95-persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde VØK 2.2 Verdsatte økologiske komponenter. En VØK er en populasjon, et samfunn eller et habitat (naturområde) som: Er viktig for lokalbefolkningen (ikke bare økonomisk), eller Har regional, nasjonal eller internasjonal verdi, eller Har stor økologisk, vitenskapelig, estetisk og/eller økonomisk verdi, og som Vil være dimensjonerende med hensyn på gjennomføring av risikoreduserende tiltak. Bakgrunn Miljørisikoanalysen for boring av letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel er gjennomført som en referansebasert analyse med utgangspunkt i analysen som ble gjennomført for letebrønn 16/2-8 Aldous Major South fra 2011 [1]. Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet med hensyn til akutt oljeutslipp i forbindelse med boring av letebrønnen og å sammenholde risiko mot gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning. Dette skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av oljevernberedskap i forbindelse med akutte utslipp. Beredskapsanalysen for 25/11-28 Gasol/Gretel er brønnspesifikk. Aktivitetsforskriftens § 73 og Styringsforskriftens § 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 6 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft 2.3 Rev. nr. Aktivitetsbeskrivelse Letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel ligger i Nordsjøen, se Figur 2-1. Brønnen ligger ca 145 km fra nærmeste land som er Utsira utenfor Karmøy kommune i Rogaland. Vanndypet er ca 115m. Boringen er planlagt fjerde kvartal 2015, og skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Songa Trym. Formålet med brønnen er å påvise hydrokarboner i Gasol og Gretel formasjonene, og det forventes oljetype av tilsvarende kvalitet som Kvitebjørn lettolje. Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 2-1. Figur 2-1 Lokasjon av letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel , samt utsnittskart som viser avstanden til referansebrønnen 16/2-8 Aldous Major South . Tabell 2-1 Basisinformasjon for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Posisjonering for DFU (geografiske koordinater) * 059° 00' 31" N 002° 21' 59" Ø Vanndyp 115 m Analyseperiode Hele året (4 sesonger for miljørisikoanalysen) Borerigg Songa Trym Sannsynlighet for utblåsning 1,41 x10 -4 Sannsynlighetsfordeling (%) (overflate/sjøbunn) 25/75 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 7 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft Rev. nr. Vektet utblåsningsrate 750 Sm3/døgn Oljetype Kvitebjørn (802 kg/m3) Tid for boring av avlastningsbrønn (lengste varighet, døgn) 71 *Liten endring i brønnlokasjon kan forventes 3 Miljørisikoanalyse 3.1 Metodikk og inngangsparametere En fullstendig miljørisikoanalyse består av en sammenstilling av sannsynlighet for utslippshendelser og potensiell miljøskade relatert til disse. Oljedriftsmodeller gir innspill til beregning av skadeomfang på utvalgte Verdsatte Økologiske Komponenter (VØK’er) i influensområdet. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i Norsk olje og gass sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [2]. Miljørisikoanalysen for 25/11-28 Gasol/Gretel er gjennomført som en referansebasert analyse mot letebrønn 16/2-8 Aldous Major South fra 2011, hvor følgende parametere er gjennomgått: Geografisk lokasjon Definerte fare- og ulykkeshendelser Type operasjon og utslippssannsynlighet Utslippsrater og -varigheter Oljetype Årstid Miljøressurser (Verdsatte Økologiske Komponenter) En detaljert gjennomgang av parameterne er gjort i kapittel 3.1.1 til 3.1.7 og med referanse i App A (Blow-out Scenario Analysis for exploration well Gasol/Gretel (25/11-28)). 3.1.1 Geografisk lokasjon Letebrønnen 25/11-28 Gasol/Gretel har lokasjon 059° 00' 31" N 002° 21' 59" Ø og ligger ca. 24 km i nordlig retning fra referansebrønnen 16/2-8 Aldous Major South (58º 48’ 57” N 02º 32’ 31” Ø). Avstand kvalifiserer derfor for å benytte den gjennomførte miljørisikoanalysen for 16/2-8 Aldous Major South som referanse. 3.1.2 Type operasjon og utslippssannsynlighet Letebrønn 25/11-8 Gasol/Gretel er vurdert som en normal letebrønn, der eventuelt hydrokarbonfunn forventes å være olje. Basert på Lloyd’s register rapporten (2015) [3] er den totale utblåsningssannsynligheten for letebrønnen beregnet til 1,41 × 10-4. Brønnen er planlagt boret med Songa Trym, som er en halvt nedsenkbar flyterigg som vil bli holdt på plass ved ankring. Songa Trym vil ha BOP plassert på havbunnen og vil ha mulighet for å koble fra og forlate lokasjonen ved en utblåsning. Sannsynligheten for utblåsning fordelt på utslippspunkt er satt til 25 % for overflateutblåsning og 75 % sjøbunnsutblåsning [3]. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 8 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft Rev. nr. For referansebrønnen 16/2-8 Aldous Major South var den totale utblåsningssannsynligheten beregnet til 1,60 x 10-4. Utblåsningssannsynligheten for 25/11-28 Gasol/Gretel er lavere enn for referansebrønnen 16/2-8 Aldous Major South, og det er dermed en konservativ tilnærming å bruke sistnevnte som referansebrønn. 3.1.3 Utblåsningsrater og – varigheter Forventet rate- og varighetsfordeling for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel er gitt i Tabell 3-1. Rate- og varighetsfordelingen til referansebrønnen 16/2-8 Aldous Major South er presentert i Tabell 3-2. Letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel har utblåsningsrater mellom 100 og 1400 Sm3/d, mens referansebrønnen 16/2-8 Aldous Major South hadde utblåsningsrater mellom 5400 Sm3/d og 7250 Sm3/d. Vektet utblåsningsrate for 25/11-28 Gasol/Gretel er 750 Sm3/d [3]. Vektet utblåsningsrate for letebrønn 16/2-8 Aldous Major South var 6415 Sm3/d [1]. Tabell 3-1 Utblåsningsrater og sannsynligheter for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel [3] Fordeling overflate/sjøbunn (%) Rate (Sm3/d) Sannsynlighetsfordeling (%) for varighet (døgn) 2 5 14 35 63 66,5 14 9 3 7,5 200 Overflate 25 700 20 1400 75 500 40 40 100 Sjøbunn Sannsynlighet for raten (%) 20 49 16 14 6 15 1100 40 40 Tabell 3-2 Utblåsningsrate og sannsynligheter for letebrønn 16/2-8 Aldous Major South [1] Fordeling overflate/ sjøbunn (%) Rate (Sm3/d) Sannsynlighetsfordeling (%) for varighet (døgn) 2 14 63 55 35 9 6300 Overflate 25 20 7250 80 5400 Sjøbunn 75 Sannsynlighet for raten (%) 20 38 39 6400 22 80 Tid for boring av avlastningsbrønn er basert på operasjonelle og brønnspesifikke forhold og inkluderer tid til avgjørelser, mobilisering av rigg, transitt, oppankring, boring, geomagnetisk styring og dreping av brønnen. Tid til boring av avlastningsbrønn er basert på vurderinger fra prosjektet og beregnet vha. Monte-Carlo-simuleringer.For både 25/11-28 Gasol/Gretel og 16/2-8 Aldous Major South er utblåsningsvarighet beregnet til 63 døgn. Basert på betydelig lavere utblåsningsrater og tilsvarende utblåsningsvarighet for Gasol/Gretel er det en konservativ tilnærming å bruke 16/2-8 Aldous Major South som referansebrønn. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 9 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft 3.1.4 Rev. nr. Oljetype Det er forventet å finne olje av lignende kvalitet som Kvitebjørn lettolje på letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel . Oljedriftsimuleringen for referansebrønnen 16/2-8 Aldous Major South er utført med Glitne olje. Egenskapene til Glitneoljen og Kvitebjørn lettolje er presentert i Tabell 3-6. En sammenligning av oljene basert på gjenværende olje på overflaten som funksjon av tid er gitt i Figur 3-1 [4,5]. For både sommer og vinterforhold gir Kvitebjørn lettolje lavere andel gjenværende olje på overflaten for alle gitte tidspunkt sammenlignet med Glitneoljen. Det er dermed en konservativ tilnærming å benytte Glitneolje for å beregne miljørisiko for Gasol/Gretel. Forvitringsstudie for Glineolje er utført fra Sintef i 2002 [5]. Glitne råolje er en parafinsk olje (tetthet 864 kg/m3) med meget lite asfaltener og relativt høyt voksinnhold. Stivnepunktet for fersk Glitne olje ligger på 9 °C økende til 24 °C for 250 °C+ residuet, men Glitne vil sannsynligvis ikke stivne på sjøen på samme måte som f.eks. Norne og Gullfaks Sør kan gjøre ved enkelte forutsetninger [5]. Forvitringsegenskapene til Kvitebjørn er hentet fra forvitringsstudien fra Sintef utført i 2009 [4]. Se kapittel 4.1.6 for flere detaljer rundt Kvitebjørn lettolje. Tabell 3-3: Egenskaper for Kvitebjørn olje (2009) [4] og Glitne (2002) [5]. Parameter Oljetetthet (kg/m 3) Maksimalt vanninnhold (vol%) Glitne (2002) Kvitebjørn (2009) 864 802 75 0 Voksinnhold (vekt %) 6,14 4,31 Asfalteninnhold (harde) (vekt %) 0,13 0,07 Viskositet, fersk olje (13ºC) (cP) 250 5 Figur 3-1: Sammenligning av oljetypene Glitne og Kvitebjørn basert på gjenværende olje på overflate som funksjon av tid på overflate for sommer - og vinterforhold. Sommerforhold = 15 °C og 5 m/s, Vinterforhold = 5 °C og 10 m/s Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 10 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft 3.1.5 Rev. nr. Årstid Miljørisikoanalysen for referansebrønn 16/2-8 Aldous Major South er gjennomført som en helårlig analyse og vil dermed være dekkende for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel som er planlagt boret Q4 2015. 3.1.6 Statoils akseptkriterier for miljørisiko Miljørisiko i forbindelse med akutte utslipp av olje er en funksjon av sannsynlighet for og konsekvens av en utslippshendelse. For boring av letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel skal miljørisikoen måles mot operasjonsspesifikke akseptkriterier. Referanseanalysen 16/2-8 Aldous Major South er også basert på operasjonsspesifikke akseptkriterier, og den vil derfor kunne sammenliknes direkte med 25/11-28 Gasol/Gretel. I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel benyttes Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko (Tabell 3-4). Statoils akseptkriterier er fastsatt på grunnlag av hovedprinsippet om at: "Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader". Tabell 3-4 Statoils akseptkriterier for miljørisiko Miljøskade Feltspesifikk risiko per år: Installasjonsspesifikk risiko per år: Operasjonsspesifikk risiko per operasjon: Mindre < 2 x 10-2 < 1 x 10-2 < 1 x 10-3 Moderat < 5 x 10-3 < 2,5 x 10-3 < 2,5 x 10-4 -3 Betydelig < 2 x 10 Alvorlig < 5 x 10-4 3.1.7 < 1 x 10 -3 < 2,5 x 10-4 < 1 x 10-4 < 2,5 x 10-5 Beskrivelse av miljøressurser Miljørisikoanalysen for referansebrønn 16/2-8 Aldous Major South ble gjennomført i mai 2011, og nyeste naturressursdata ble da benyttet. Basert på influensområdet ble det beregnet miljørisiko for følgende naturressurser: sjøfugl åpent hav og i kystnære farvann, marine pattedyr, fisk og strandhabitat. 3.2 Oppsummering av miljørisiko for 16/2-8 Aldous Major South Miljørisikoen som presenteres under er resultatene for oljedrift og miljørisiko for 16/2-8 Aldous Major South, og regnes som konservative for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel. 3.2.1 Resultater fra oljedriftmodelleringer for 16/2-8 Aldous Major South I miljørisikoanalysen for 16/2-8 Aldous Major South ble det for modellert overflate- og sjøbunnsutblåsning generert oljedriftsstatistikk på rutenivå for fire sesonger: vår (mars-mai), sommer (juni-august), høst (september-november) og vinter (desember-februar). Influensområdene (≥ 5 % sannsynlighet for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km ruter), gitt utblåsning fra 16/2-8 Aldous Major South i de ulike sesongene, er presentert i Figur 3-2 (overflate) og Figur 3-3 (sjøbunn). Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 11 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft Rev. nr. Figur 3-2 Sannsynligheten for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønn 16/2-8 Aldous Major South i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 12 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft Rev. nr. Figur 3-3: Sannsynligheten for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 16/2-8 Aldous Major South i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 13 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft Rev. nr. Figur 3-4 viser influensområdene i vannsøylen ved THC konsentrasjoner (totalt hydrokarbon) over 100 ppb (effektgrense for fiskeegg og larver) for alle rate- og varighetskombinasjoner for en overflate- og sjøbunnsutblåsning fra 16/2-8 Aldous Major South. Ved undervannsutslipp var det kun om sommeren at oljen ble nedblandet slik at vannmassene fikk en total oljekonsentrasjon høyere enn 100 ppb i en området som overlapper med tobisområder. Figur 3-4 Beregnede gjennomsnittlige THC konsentrasjoner (≥ 100 ppb) i 10 x 10 km ruter per sesong, basert på alle kombinasjoner av rater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter ved overflate- og sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 16/2-8 Aldous Major South. Merk at det markerte området ikke gir uttrykk for omfanget av et enkelt oljesøl, men er det statistiske området som berøres med ulike vannsøylekonsentrasjoner på basis av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning i ulike sesonger. Figurene viser også tobisområder i Nordsjøen. 3.2.2 Miljørisiko for sjøfugl åpent hav Miljørisiko forbundet med en utblåsning for sjøfugl åpent hav, er vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene (mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade) i Figur 3-5. Høyest utslag for sjøfugl i åpent hav for 16/2-8 Aldous Major South var 45 % av akseptkriteriet for alvorlig skadekategori og er beregnet for alkekonge om vinteren. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 14 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft Rev. nr. Figur 3-5 Miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønn 16/2-8 Aldous Major South, presentert for sjøfugl i åpent hav, og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene. Miljørisiko for hver ressurs er vist for den måneden som ga høyest utslag i hver av skadekategoriene i vår, sommer, høst og vintersesongen. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 15 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft 3.2.3 Rev. nr. Miljørisiko for kystnære sjøfugl og marine pattedyr Miljørisiko forbundet med en utblåsning for kystnær sjøfugl og marine pattedyr er vist som andel av Statoils akseptkriterier i de fire skadekategoriene (mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade), og presentert i Figur 3-6. Høyest utslag for sjøfugl og marine pattedyr kystnært for 16/2-8 Aldous Major South var 19% av akseptkriteriet for alvorlig skadekategorie og ble beregnet for havert om høsten. 3.2.4 Miljørisiko for strandhabitat Miljørisiko for strandhabitat for 16/2-8 Aldous Major South var beregnet for alle årets måneder. Miljørisikoen utgjorde maksimalt 7% av akseptkriteriet for moderat miljøskade (1-3 års restitusjonstid) i vintersesongen. Figur 3-6 Miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønn 16/2-8 Aldous Majors South, presentert for sjøfugl og marine pattedyr kystnært, og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene. Miljørisiko for hver ressurs er vist for den måneden som ga høyest utslag i hver av skadekategoriene i vår-, sommer-, høst- og vintersesongen. 3.2.5 Miljørisiko for fisk For fisk ble det for referanseanalysen ikke beregnet tapsandeler [1]. 3.3 Konklusjon miljørisiko for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Figur 3-7 viser maksimal miljørisiko for boring av letebrønn 16/2-8 Aldous Major South for hver av ”VØK-gruppene”, hhv. strandhabitat, marine pattedyr og sjøfugl i åpent hav og i kystnære farvann, per sesong. Oppgitte verdier er høyeste utslag i hver skadekategori uavhengig av art og sesong. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 16 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft Rev. nr. Miljørisiko 50 Andel av akseptkriteriet (%) 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Sjøfugl - åpent hav Sjøfugl - kyst Marine pattedyr Strand VØK-gruppe Mindre < 1 år Moderat 1-3 år Betydelig 3-10 år Alvorlig > 10 år Figur 3-7: Miljørisiko forbundet med letebrønn 16/2-8 Aldous Major South, angitt som andel av akseptkriteriet for hver VØK-gruppe i hver av sesongene; vår, sommer, høst og vinter. Figuren viser maksimalt utslag innen hver skadekategori uavhengig av VØK Høyeste utslag i miljørisiko utgjør 45 % av akseptkriteriet for alvorlig miljøskade, og er beregnet for alkekonge i åpent hav om vinteren.Miljørisikoen forbundet med boring av letebrønn 16/2-8 Aldous Major South ligger for alle VØKer innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier i alle fire sesonger. Miljørisikoen for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel er forventet å være betydelig lavere enn referanseanalysen grunnet vesentlig lavere rater, lettere oljetype, lavere sannsynlighet for utslipp og ellers tilsvarende forhold. Miljørisikoen forbundet med boring av letebrønnen 25/11-28 Gasol/Gretel er derfor vurdert å være akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier for miljørisiko gjennom hele året. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 17 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft 4 Rev. nr. Beredskapsanalyse Beredskap som et konsekvensreduserende tiltak vil være et viktig bidrag til risikoreduksjon. Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengdene på sjøen, og videre føre til reduksjon i det totale influensområdet for et mulig oljeutslipp. Statoils primære strategi for oljevern ved leteboring er mekanisk oppsamling på åpent hav nær kilden. Dispergering vil vurderes som et alternativ eller supplement under en aksjon og NOFOs ressurser vil da kunne benyttes. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser, som dispergering og strandrenseutstyr, etter behov i en aksjon. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning basert på forventede dimensjonerende utslippsrater fra aktiviteten. 4.1 Ytelseskrav Statoils ytelseskrav for de ulike barrierene er beskrevet under [6]. Barriere 1: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Statoil setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet til å bekjempe et oljeutslipp på minimum 500 m3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget. Barriere 2: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 3 og 4: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet. Systemene skal være mobilisert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 5: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon inn til et prioritert område. Personell og utstyr til strandsanering skal være klar til operasjon innen 95-persentilen av korteste drivtid inn til prioritert område for de berørte områder med kortere drivtid enn 20 døgn. En plan for grovrensing av forurenset strand skal utarbeides senest innen 7 døgn fra registrert påslag av oljeemulsjon. Grovrensing av de påslagsområder som prioriteres av operasjonsledelsen i samråd med aksjonsledelsen skal være gjennomført innen 100 døgn fra plan for grovrensing foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en sikkerhetsmessig forsvarlig måte. 4.2 Metodikk Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [6], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i Norsk Olje og Gass sin veiledning [7] og NOFO [8]. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 18 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft Rev. nr. Utstyr som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barriere 1-4: Havgående NOFO-system Havgående Kystvaktsystem System Kyst A – IKV System Kyst B – KYV System Fjord A – NOFO/Operatør System Fjord B – IUA/KYV Dispergeringssystem (NOFO og OSRL) 4.3 Dimensjonering av barriere 1 og 2- nær kilden og på åpent hav Beredskapsanalysen for barriere 1 og 2, nær kilden og på åpent hav, er basert på vektet utblåsningsrate og forventet oljetype. Beregninger er gjort for vintersesong og sommersesong. For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding og vannopptak) for 2 timer gammel olje. Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten i de ulike barrierene skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengden ved de gitte betingelsene. For dimensjonering av barriere 2 er det utført beregninger av det antall systemer som kreves for å kunne bekjempe emulsjonsmengden som har passert barriere 1 pga redusert systemeffektivitet. Systemeffektiviteten er avhengig av bølgehøyde og lysforhold, og varierer mellom de ulike områdene (Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet) på norsk sokkel. I beregningen av systembehov for barriere 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer gammel olje. Kravene til responstid er satt til best oppnåelig responstid for NOFO-fartøyer til feltet, og er basert på avstand til oljevernressurser, gangfart for OR-fartøy, slepebåtkapasitet og gangfart for disse, mobilisering av oljevernutstyr om bord på OR-fartøy, og tilgang til personell på basene. I tillegg kommer en vurdering opp mot krav om etablering av barriere 1 og 2 senest innen korteste drivtid til land (95-persentil av korteste drivtid til land). 4.4 Dimensjonering av barriere 3 og 4 – kyst og strandsone For barriere 3 og 4, bekjempelse av olje i kyst- og strandsone, er kravene til beredskap satt ut fra størst behov ved å bruke to alternative tilnærminger: • 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon. Beredskapen i barriere 4 skal ha kapasitet til å bekjempe emulsjonen som passerer barriere 3. Beredskapsbehovet i barriere 3 og 4 er beregnet basert på resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for aktiviteten. • Prioriterte områder som er berørt av stranding med drivtid kortere enn 20 døgn (ifølge oljedriftssimuleringer) skal kunne ha tilgang til grunnberedskap. Grunnberedskap er definert som 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). Beredskapsressursene skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke begrenset til de prioriterte områdene. Denne tilnærmingen medfører at Statoil dimensjonerer både for volumer og utstrekning av strandet emulsjon, og legger til grunn det største behovet, når krav til beredskap i barriere 3 og 4 settes. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til et prioritert området. Dersom drivtiden til et prioritert område er lenger enn 20 døgn settes det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 3 og 4. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 19 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft 4.5 Rev. nr. Dimensjonering av barriere 5 - strandrensing For barriere 5, bekjempelse av strandet olje, er det beregnet behov for antall strandrenselag med tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av størst strandet mengde emulsjon, med kortere drivtid enn 20 døgn til prioriterte områder. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 5 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land til hvert prioritert område. Når minste drivtid er lengre enn 20 døgn stilles det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 5. 4.6 Analysegrunnlag 4.6.1 Oljens egenskaper Forventet oljetype for 25/11-28 Gasol/Gretel er Kvitebjørn lettolje. Det er gjennomført forvitringsstudie for Kvitebjørn lettolje fra 2009 [4]. Kvitebjørn er i forvitringssammenheng klassifisert som en parafinsk lettolje og ikke et kondensat. Dette er basert på fysikalsk- kjemiske egenskaper som innhold av tyngre komponenter som voks og asfaltener, fordampning, tetthet, levetid på sjø og oljens emulgerende egenskaper som beskriver oljens evne til å ta opp vann. Kvitebjørn danner ikke typiske stabile vann-i-olje emulsjoner, men mer av type olje-og-vann blanding [4]. Kvitebjørn olje vil ha en stor spredning på overflaten og danne en tynn oljefilm. Emulsjonsdannelse forventer å være begrenset. Den tynne oljefilmen gjør at avdampingen blir høy og naturlig nedblanding (dispergering) blir stor. Dette gjør at Kvitebjørn vil være lite tilgjengelig på overflate for mekanisk oppsamling. Ved et utslipp vil en overvåkning av oljekonsentrasjoner i vannmassene være viktig. Tabell 4-1 gir en oversikt over Kvitebjørn oljens forvitringsegenskaper ved ulike temperaturer og vindstyrker. Tabell 4-1 Detaljert forvitringsegenskaper til Kvitebjørnolje (2009) [4]. 12 timer 2 timer Time Vinter 5ºC 10 m/s Sommer 15ºC 5 m/s Fordampning (%) 35 32 Nedblanding (%) 13 1 Olje på overflate (%) 52 67 Vanninnhold (%) 11 14 Viskositet av emulsjon (cP) 369 54 Fordampning (%) 44 46 Nedblanding (%) 45 6 Olje på overflate (%) 11 48 Parameter - Kvitebjørnolje Vanninnhold (%) Viskositet av emulsjon (cP) 20 35 1785 255 4.6.1.1 Mekanisk oppsamling Erfaring fra norske feltforsøk viser at det er risiko for lekkasje av olje under lensa ved forsøk på mekanisk oppsamling av oljer/emulsjoner med viskositeter under 1000 cP [4]. Kvitebjørn har viskositeter under denne grensen i flere døgn om Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 20 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft Rev. nr. sommeren, og betydelig lenselekkasje vil kunne forekomme, se Tabell 4-2. Den naturlige dispergeringen og den høye graden av fordampning vil gi Kvitebjørn en relativ kort levetid på overflaten. Tabell 4-2 Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av Kvitebjørnolje Viskositet Kvitebjørn (2009) [4] 1 Tid (timer) 3 6 12 1 Tid (døgn) 2 3 4 5 Sommerforhold (15 ºC - 5m/s) Vinterforhold (5 ºC - 10m/s) Viskositet < 1.000cP – risiko for lekkasje under lensa Viskositet mellom 1.000 og 15.000cP Viskositet > 15.000cP – bruk av HiVisc skimmer anbefalt 4.6.1.2 Kjemisk dispergerbarhet Det kan være mulig å forkorte levetiden ytterligere ved å benytte dispergeringsmidler, men i de fleste tilfeller vil ikke dette være nødvendig. Olje på sjø forventes å ha stor spredning og tynn filmtykkelse. Derfor antas at det ikke vil være så aktuelt med bruk av dispergeringsmiddel ved en hendelse. Forvitringsstudiet inkluderer ikke testing av kjemisk dispergerbarhet for Kvitebjørn. 4.6.2 Utslippsscenarier Tabell 4-1 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel. Tabell 4-3 Utslippsscenarier for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Type utslipp Kilde Referanse – bakgrunn for rate/volum Utblåsning – 750 Sm /døgn Langvarig utblåsning fra reservoar (Maks varighet i 63 døgn) Dimensjonerende (vektet) utblåsningsrate for 25/11-28 Gasol/Gretel Middels utslipp - 2000 m3 punktutslipp Eksempelvis lekkasje fra brønn Volum bestemt ut fra faglig vurdering Mindre utslipp - 100 m3 punktutslipp Eksempelvis lekkasje fra brønn Volum bestemt ut fra faglig vurdering 3 4.6.3 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer Ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning, målt i bekjempet mengde oljeemulsjon pr. døgn, er en funksjon av følgende forhold: - Andel av tiden enheten kan operere (mørke/redusert sikt og bølgeforhold) Effektiviteten innen operasjonsvinduet (relatert til ulike bølgeforhold, eller antatt konstant) Opptaks-/bekjempelseskapasitet under operasjon Lagringskapasitet for oppsamlet olje (kun relevant for opptakssystemer) Frekvens og varighet av driftsstans (overføring av oppsamlet olje, plunder og heft) Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 21 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft - Rev. nr. Andel av tiden hvor tilgangen/tilflyten av olje til lense er mindre enn oljeopptakerens kapasitet (for mekanisk bekjempelse) eller hvor emulsjonen har en fordeling som gjør at dispergeringsmiddel ikke kan påføres med optimal effektivitet. Funksjonene er brukt i Statoil sin beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer. Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m3/døgn (for oljeemulsjoner under 15000cP). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m3/døgn. Funksjonene som er områdespesifikke for 25/11-28 Gasol/Gretel er omtalt i de følgende delkapitlene. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [6]. 4.6.3.1 Operasjonslys Andel operasjonslys inngår i beregning av ytelsen og effektiviteten til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning. Statoil har valgt å beregne operasjonslys for 5 regioner, se Figur 4-1. For letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel (region 2) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-4. Figur 4-1 Regioner brukt for beregning av operasjonslys Tabell 4-4 Andel operasjonslys i region 2, hvor letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel er lokalisert Operasjonslys Gradering: Internal Vinter Vår Sommer Høst År 38% 66% 80% 49% 58% Status: Final Utløpsdato: Side 22 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft Rev. nr. 4.6.3.2 Bølgeforhold – åpent hav Bølgeforhold på åpent hav inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 1 og 2. Statoil har bølgedata for 27 stasjoner, som vist i Figur 4-2. Stasjon 5 er antatt å best representere bølgeforholdene ved 25/11-28 Gasol/Gretel. Under forutsetning av at oljen danner emulsjoner hvor mekanisk oppsamling har en effekt, så er antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) oppsummert i Tabell 4-5. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-6. Figur 4-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav Tabell 4-5 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 25/11-28 Gasol/Gretel (antatt stasjon 5) Vinter Vår Sommer Høst År NOFO-system 48% 65% 77% 58% 62% Kystvakt-system 34% 54% 69% 46% 51% Tabell 4-6 Andel av tid hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 25/11-28 Gasol/Gretel (antatt stasjon 5) NOFO-system (Hs < 4 m) NOFO-dispergering (Hs < 4 m) Kystvakt-system (Hs < 3 m) Gradering: Internal Vinter Vår Sommer Høst 51% 51% 35% 69% 69% 58% 79% 79% 77% 61% 61% 51% Status: Final Utløpsdato: Side 23 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft Rev. nr. 4.6.3.3 Bølger i kystsonen Bølgeforhold i kystsonen inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 3 og 4. Statoil har bølgedata for 5 stasjoner, som vist i Figur 4-3. Stasjon 4 og 3 er antatt mest konservative med tanke på å representere bølgeforholdene for henholdsvis kyst- og fjordsystem. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem er oppsummert i Tabell 4-7. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-8. Figur 4-3 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen. Stasjonene er valgt ut som representative for norskekysten Tabell 4-7 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem) Vinter Vår Sommer Høst År Kyst-system 39 % 55 % 65 % 47 % 41 % Fjord-system 66 % 66 % 72 % 68 % 68 % Tabell 4-8 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon for kyst- og fjordsystem, gitt bølgeforhold ved stasjon 4 og 3 Vinter Vår Sommer Høst Kyst-system (Hs < 1,5 m) 56 % 78 % 93 % 68 % Fjord-system (Hs < 1 m) 91 % 92 % 100 % 94 % Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 24 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft 4.6.4 Rev. nr. Oljevernressurser – utstyrsplassering og forutsetninger Figur 4-4 viser plasseringen av NOFO-utstyr [8]. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon (Tabell 4-9) og ulike forutsetninger (Tabell 4-10) er brukt som grunnlag for beredskapsanalysen. Figur 4-4 NOFOs utstyrsoversikt per mai 2015 [8]. Tabell 4-9 Avstander fra letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel til aktuelle oljevernressurser Navn Type Avstand (nm) Esvagt Bergen - Sleipner NOFO Fartøy Stril Power - Balder NOFO Fartøy Esvagt Stavanger - Oseberg NOFO Fartøy Stavanger NOFO Base Mongstad NOFO Base Egersund Redningsskøyte Haugesund Redningsskøyte Kleppestø Redningsskøyte Måløy Redningsskøyte 40 18 96 100 143 123 95 126 200 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 25 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft Rev. nr. Tabell 4-10 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [8] Gangfart, OR-fartøy 14 knop Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base – system 1 fra NOFO-base 10 timer Mobilisering av system 2 fra NOFO-base 30 timer Mobilisering av system 3 fra NOFO-base 48 timer Avgivelsestid for beredskapsfartøyer Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Ula/Gyda/Tamber: 6 timer Sleipner/Volve: 1 timer Balder: 6 timer Oseberg: 1 timer Troll: 1 timer Tampen: 1 timer Gjøa: 4 timer Haltenbanken: 1 timer Goliat: 4 timer Avløserfartøy: 1 timer Responstid for slepefartøy Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer Redningsskøyter: 20 knops hastighet, 2 timer frigivelsestid Egersund Haugesund Kleppestø Måløy Kristiansund – N Rørvik Ballstad Sørvær Båtsfjord Vadsø Tid til å sette lenser på sjøen 1 time 4.6.5 Resultater fra oljedriftsberegninger – influensområde og stranding Med hensyn til influensområde og mulighet for stranding er det vurdert at resultatene fra oljedriftssimulering for Kvitebjørnfeltet er mer representative enn Aldous Majour South. Sammenligning av viktige inngangsdata for Gretel/ Gasol og Kvitebjørn viser at Kvitebjørn er meget konservativ for bruk av beregning av beredskapsbehov i barriere 3 til 5, se Tabell 4-11. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 26 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft Rev. nr. Tabell 4-11 Sammenligning av parametere for 25/11-28 Gasol/Gretel og Kvitebjørnfeltet 25/11-28 Gasol/Gretel Kvitebjørnfeltet Sammenligning Geografisk lokasjon 59º 00’ 29” N 02º 21’ 54” Ø 61° 04 49’ N 02° 29 54’ Ø 230km nordlig retning Avstand til land 145km 106km Kvitebjørn nærmere til land Oljetype Kvitebjørn Kvitebjørn Samme oljetype Vektet rate (Sm3/d) 750 Sm3/d 5300 Sm3/d Vektet rate betydelig lavere for Gasol/Gretel Potensiell maksimal varighet av utblåsningen 63 dager 98 dager Varighet betydelig lavere for Gasol/Gretel Oljedriftsimulering og miljørisikoanalysen for Kvitebjørnfeltet er utført i 2012 av Acona [9]. For Kvitebjørnfeltet er mengde strandet olje, representert ved 95 persentilen, svært små for alle sesonger, mellom null og 29 tonn. Tilsvarende var strandingstidene, representert ved 95 persentilene, svært lange, over 78 døgn. Se Tabell 4-12. Tabell 4-12: Strandingsstatistikk uten effekt av oljevern beregnet fra de oljedriftsimuleringene for Kvitebjørnfeltet [9]. Sesong Strandingstid (døgn) 95 persentil Strandet mengde (tonn) 95 persentil Vår 78 29 Sommer 89 2 0 0 124 0 Høst Vinter For høst- og vintersesong et det beregnet at ingen stranding forekommer. Strandingsstatistikken for prioriterte områder viser svært lave strandingssannsynligheter, lange strandingstider, og små strandingsmengder. Ingen av de prioriterte eksempelområdene har drivtider mindre enn 20 dager. Basert på sammenligning av inngangsdata mellom Kvitebjørnfeltet og letebrønnen er det forventet at en eventuell utblåsning ved letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel gir mindre mengder av strandet oljeemulsjon og lengre drivtider til kystog strand i alle fire sesonger. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 27 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft Rev. nr. 4.7 Resultat – beredskapsbehov og responstider 4.7.1 Barriere 1 og 2 – nær kilden og åpent hav Selv om Kvitebjørn lettolje har forventet kort levetid på sjøen, og det kan forventes betydelig lensetap pga lav viskositet er det allikevel valgt å benytte vanlig metodikk for beredskapsanalyser og beregne behov for antall NOFO-systemer i de ulike barrierer. Dette er begrunnet med at brønn 25/11-28 Gasol/Gretel er en letebrønn og det er alltid forbundet en usikkerhet i forhold til valg av referanseolje. For letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel er systembehovet beregnet for et mindre punktutslipp (Tabell 4-13), middels punktutslipp (Tabell 4-14) og dimensjonerende hendelse (Tabell 4-15). Det er forventet en oljetype med lignende egenskaper som Kvitebjørn olje. Dimensjonerende hendelse er en langvarig utblåsning, med maksimal varighet på 63 døgn og vektet utblåsningsrate på 750 Sm2/d. 3 Tabell 4-13 Beregnet systembehov for et mindre utslipp - punktutslipp på 100 Sm (25/11-28 Gasol/Gretel) Vinter – 5°C, 10 m/s vind Sommer 15°C, 5 m/s vind Utslipp (Sm3) 100 100 Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 35 32 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 13 1 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3) 52 67 Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 11 14 58 78 369* 54* 1 1 Parameter – Kvitebjørn lettolje 3 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm ) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) Behov for NOFO-systemer *viskositeten er lav og det kan forventes et betydelig lensetap før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet 3 Tabell 4-14 Beregnet systembehov for et middels stort utslipp – punktutslipp på 2000 Sm (25/11-28 Gasol/Gretel) Parameter – Kvitebjørn lettolje Utslipp (Sm3) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) Vinter 5°C, 10 m/s vind Sommer 15°C, 5 m/s vind 2000 2000 35 32 13 1 1040 1340 11 14 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm ) 1169 1558 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 369* 54* 2** 2** Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 3 Behov for NOFO-systemer * viskositeten er lav og det kan forventes et betydelig lensetap før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet ** For å sikre fleksibilitet og robusthet i beredskapsløsningen legges det konservativt inn behov for 2 NOFO-systemer Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 28 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft Rev. nr. Tabell 4-15 Beregnet systembehov for barriere 1 og 2 ved en dimensjonerende hendelse - langvarig utblåsning 750 3 Sm /d (25/11-28 Gasol/Gretel, dimensjonerende hendelse) Vinter 5°C, 10 m/s Sommer 15°C, 5 m/s Utstrømningsrate (Sm3/d) 750 750 Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 35 32 13 1 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm /d) 390 503 Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 11 14 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm /d) 438 584 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 369* 54* Behov for NOFO-systemer i barriere 1 1 1 Systemeffektivitet i barriere 1 (%) Parameter – Kvitebjørn lettolje Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 3 3 38 72 3 Emulsjonsmengde til barriere 2 (Sm /d) 273 163 Oljemengde inn til barriere 2 (Sm3/d) 243 140 Fordampning % (etter 12 timer på sjø) 44 46 Nedblanding % (etter 12 timer på sjø) 45 6 143 114 3 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm /d) Vannopptak % (etter 12 timer på sjø) 20 35 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 2 (Sm3/d) 179 175 Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 1785 255* Behov for NOFO-systemer i barriere 2 1 1 Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og 2 2 2 *viskositeten er lav og det kan forventes et betydelig lensetap før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet Basert på dimensjonerende scenario for 25/11-28 Gasol/Gretel er det beregnet et behov for 2 NOFO system i barriere 1 og 2 (vinter og sommer) for å håndtere dimensjonerende hendelse med mekanisk oppsamling. Viskositeten er lav og det er forventet at det kan ta noe tid før viskositeten overskrider 1000 cP (lensetap), spesielt ved sommerforhold. Dette kan medføre at mekanisk oppsamling ikke vil være egnet responsmetode på fersk olje før den emulgerer, se kap. 4.6.1.1. Derfor vil de primære beredskapstiltakene ved et akutt utslipp om sommeren være overvåking og fjernmåling, samt miljøundersøkelser. På grunn av antatt høye konsentrasjoner av gass fra fordampningen av lettolje vil man, av sikkerhetsmessige grunner, følge et eventuelt flak på noe avstand. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 29 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft Rev. nr. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen, et eksempel er gitt i Tabell 4-16. I de tilfeller den totale responstiden for første system er kortere enn 5 timer, settes responstiden likevel til 5 timer med grunnlag i Statoils minimumskrav for offshore oljevernberedskap [3]. Responstiden for fullt utbygd barriere er 9 timer. Tabell 4-16 Eksempel på oljevernressurser som kan benyttes i beredskapssammenheng ved letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Oljevernressurs/området Esvagt Bergen Områdeberedskap Sleipner/Volve Stril Power Områdeberedskap Balder Avstand (nm) Responstid (timer) inkl. Frigivelstid + gangtid + utsetting av lense Krav for total responstid (timer) OR-fartøy Slepefartøy 40 5 1 (Daugther craft*) 8 (RS Haugesund) 5 18 8 9 (RS Egersund) 9 *De første timene til redningsskøyte kan være på lokasjon 4.7.2 Barriere 3, 4 og 5 – bekjempelse i kyst- og strandsone samt strandsanering Resultatene fra oljedriftssimuleringene som ble gjennomført for Kvitebjørnfeltet har blitt sammenlignet med inngangsdata for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel. Det konkluderes at det er forventet svært lav mengde av oljeemulsjon som strandet ved svært lang strandingstid (over 78 døgn) gitt en utblåsning om vår og sommer og det ikke er sannsynlighet for stranding gitt en utblåsning om høst og vinter. Se kapitel 4.6.5. Det settes dermed ikke spesifikke krav til barriere 3, 4 og 5 for 25/11-28 Gasol/Gretel. Ressurser og utstyr kan likevel mobiliseres etter behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUA. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 30 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft 4.8 Rev. nr. Oppsummering av krav til beredskap for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel er oppsummert i Tabell 4-17. For letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel er det satt krav til 2 NOFO systemer med responstid på 5 timer for første system og 9 timer for fullt utbygd barriere 1 og 2.. For barriere 3, 4 og 5 settes det ikke spesifikke krav. Ved behov vil ressurser kunne mobiliseres i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUAer. Tabell 4-17 Oppsummering av krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Barriere 1 – 2 Bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 2 NOFO systemer Første system innen 5 timer og fullt utbygd barriere innen 9 timer Barriere 3 – 5 Bekjempelse i kyst- og strandsone / Strandsanering Systemer og responstid Ingen spesifikke krav. Ressurser mobiliseres ved behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUAer. Fjernmåling og miljøundersøkelser Akutt oljeforurensning skal oppdages innen 3 timer etter hendelsen har inntruffet Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer 5 [1] [2] [3] [4] [5] [6] [7] [8] [9] Referanser DNV (2011) - Miljørisikoanalyse for letebrønn 16/2-8 Aldous Major South i Nordsjøen. Rapport nr: 2011-0537 OLF (2007) Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) Revisjon 2007. Rapport nr: 2007-0063 Statoil (2015) Blowout Scenario Analysis – exploration well Gretel/Gasol (25/11-28) SINTEF (2009) Kvitebjørn oljen – kartlegging av forvitringsegenskaper, vannløselighet og giftighet SINTEF (2002) Glitne. Egenskaper og forvitring på sjøen relatert til beredskap Statoil (2014) Statoil Rådgivende dokument. GL 0339. Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel Norsk olje og gas (2007) Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser. Revisjons nr: 04 / 16.08.2013 NOFOs nettside - www.nofo.no ACONA (2012) - Stokastisk oljedriftsimulering og miljørisikoanalyse for planlagt aktivitet på feltet Kvitebjørn (PL193). Refereansenr. 4502438902. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 31 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft App A Rev. nr. Blowout Scenario Analysis Technical note: Input to the environmental risk assessment– Blowout scenario analysis – exploration well Gretel/ Gasol (25/11-28) Alexander Solberg, TPD TEX SST ST Fornebu, 26th May 2015 Summary This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Gretel/ Gasol (25/11-28). Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the environmental risk assessment. The overall blowout probability of the well is judged to be 1.4 · 10 -4. The oil blowout rates range between 100 and 1,400 Sm3/d. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 63 days with a 1.5 % probability. Results are summarized below. Probability top/ sub Probability distribution - duration Rate (Sm3/d) 2 5 14 35 63 200 Topside 0.25 700 1400 Scenario probability 0.2 0.66 0.14 0.09 0.03 0.07 0.4 0.4 Avg: 900 100 Subsea 0.75 500 1100 0.2 0.49 0.16 0.14 0.06 0.15 0.4 0.4 Avg: 700 1 Introduction Statoil is planning to start drilling the Gretel/ Gasol (25/11-28) exploration well in the North Sea in Q4 2015. The semisubmersible drilling rig, Songa Trym, is planned used for drilling the well. The purpose of this note is to provide input to the environmental risk assessment regarding blowout probability, rates and duration. The assessment of risk figures in this note is based on: Historical blowout statistics /1/ Blowout and well leak frequencies /2/ Simulations of blowout rates /3/ Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 32 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft 2 Rev. nr. Judgements and considerations in TPD TEX SST ST and in dialogue with the project, /3/ and /4/. Well specific information Water depth at well location is 116 meters MSL. The distance RT-MSL of Songa Trym is 25 meters. The main target of the well is to penetrate the Gasol and Gretel sst formations. According to the well design a 20*13 3/8” casing will be set at approximately 1400 meters TVD RKB. Top Gasol reservoir is expected at 1970 meters TVD RKB and top Gretel reservoir is expected at 2215 meters TVD RKB. The reservoir will be penetrated by the 12 ¼” diameter section. Total depth will be at about 2600 meters TVD RKB. The probability of discovery for the Gretel formations is 10.1% and for the Gasol formation 10.8%. Gretel and Gasol are expected to contain oil with a GOR of 107. Normal pressure is expected in the reservoir. Expected reservoir data and fluid properties are found below in Table 1 and Table 2. Table 1: Expected reservoir properties for 25/11-28, Gretel/ Gasol. Reservoir Data Unit Group/Formation Reservoir 1 Reservoir 2 Main Well Main Well Gasol Gretel 1970 2215 28 120 Top reservoir m TVD RKB Total formation thickness m TVT HC bearing formation thickness m TVT Net/Gross v/v 0.43 0.23 Net pay m 12 28 Porosity v/v 0.25 0.15 Permeability (effective) mD 50 30 Kv/kh ratio 1 1 Temperature (top res) °C 83 93 Reservoir pressure (top res) bar 201 226 Reservoir length along well (xe) m 3790 5530 Reservoir width across well (ye) m 2270 4510 X-position of well within reservoir m 1250 530 Y-position of well within reservoir m 530 1970 Connate water saturation Fraction Discovery probability % 10.8 10.1 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 33 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft Rev. nr. Table 2: Expected fluid data for 25/11-28, Gretel/ Gasol. Fluid data Unit Reference well for fluid properties Oil/water contact(s) m TVD MSL Reservoir 1 Reservoir 2 Gasol Gretel 25/11-24 modified 25/11-24 modified 1973 2310 FLUID PROPERTIES AT SURFACE CONDITIONS Oil density kg/m3 803 803 Gas gravity sg 1.025 1.025 Sm3/Sm3 107 107 GOR FLUID PROPERTIES AT INITIAL RESERVOIR CONDITIONS Fluid type gas/oil/cond Oil Oil g/cc 0.684 0.680 Oil viscosity cP 0.6165 0.5914 CO2 % 0.23 0.23 N2 % 2.04 2.04 H2S % - - 127 127 1.372 1.380 Reservoir fluid density Bubble/Dew point (bar) Formation Oil Volume Factor, Bo Gradering: Internal Rm3/Sm3 Status: Final Utløpsdato: Side 34 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft 3 Rev. nr. Blowout scenarios and probabilities During a drilling operation a blowout may result if a reservoir is penetrated while well pressure is in under balance with the formation pore pressure (well pressure < reservoir pressure), and a loss of well control follows. Three different scenarios are defined: 1. Top penetration Kick and loss of well control after 5 m reservoir penetration, typically due to higher reservoir pressure than expected. 2. Drilling ahead Kick and loss of well control after penetration of half the pay zone depth. Represents various causes of under balance while drilling ahead. 3. Tripping during tripping. Kick and loss of well control after full reservoir penetration, typically due to swabbing The overview of blowout causes given in /1/ (Table 4.9) combined with an assumption of annular flow do, in our opinion, justify the following probabilities: P(Top penetration | blowout) = 0,20 P(Tripping | blowout) = 0,40 Given the above definition of scenarios: P(Drilling ahead | blowout) = 1,0 – P(Top penetration or Tripping| blowout) = 0,40. The blowout frequencies found in Scandpower /2/ are the outset of our assessment. As the expected fluid of Gretel/ Gasol is oil, an oil blowout frequency is used below; P(blowout |wildcat exploration, oil well) = 1,41 · 10 -4 per well The frequency relate to an average exploration well with blowout potential from a deep reservoir (shallow gas not included). Such blowout frequencies are typically applied to describe wells with potential hydrocarbon discovery in one section, normally the 12 ¼” section, which is the case for Gretel/ Gasol (25/11-28). Songa Trym will be used for drilling the wells. This is a semi submersible drill rig which will be kept in position by thruster assisted mooring during the operation. It will operate with a subsea BOP and have the possibility to disconnect and abandon the site in case of a blowout. Based on information in Table 6.2 /2/ and an overall evaluation of different scenarios and sort of vessel a probability distribution between seabed and surface release scenarios is set to 75% and 25% in order of appearance. This results in the following probabilities: P(blowout with seabed release) = 1,41 · 10 -4 · 0,75 = 1.1 · 10 -4 P(blowout with surface release) = 1,41 · 10 -4 · 0,25 = 0,4 · 10 -4 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 35 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft 4 Rev. nr. Blowout rates Scenarios for blowout rate calculations have been defined and scenario probability distribution adjusted based on the above and well specific information. Blowout rates and scenario probabilities combined describe a well specific risk picture. Blowout rates to surface and seabed have been calculated in-house in the Prosper software. The simulated scenarios include; 1 Top penetration – 5 meters of Gasol sst. exposed 2 Drilling ahead – 50%, Gasol fully exposed and 5 meters of Gretel exposed 3 Tripping – Gasol and Gretel fully exposed The simulation results are shown below in Table 3. 3 Table 3: Simulated blowout oil rates (Sm /d) and probabilities Section 12 ¼” Sum: Scenarios Scenario probability Blowout rates*, Surface (Sm3/d) Blowout rates*, Seabed (Sm3/d) Top penetration 20% 200 100 Drilling ahead 40% 700 500 Tripping 40% 1400 1100 Expected rate 100% 900 700 * Adjusted towards the nearest hundred. It is assumed that scenarios involve free, unrestricted annular flow and a total failure of the BOP. These assumptions are conservative. In the flow model the only restriction is the drillstring, i.e. free annular flow. This is reasonable according to blowout statistics since drillpipe and open hole flow are rather rare compared to annular flow. Though a partly closed BOP may serve as a restriction, even a small opening will give marginal choking effects and a partly closed ram may be severely degraded by erosion after a short period of time. Reference data can be found in /3/. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 36 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft 5 Rev. nr. Blowout duration An oil blowout can be stopped by: 1. Operator actions – mechanical (capping) 2. Wellbore collapse and/or rock material plugging the well – (bridging) 3. Altered fluid characteristics resulting from water or gas coning during a blowout 4. Drilling a relief well and applying kill mud The probability distribution of the duration of a possible blowout is derived by way of the approach utilised in /2/. An operation specific consideration of bridging probability or capping efficiency has not been attempted. Water/gas coning is not considered, as this would require more detailed reservoir information. The well specific input, time to drill a relief well, is presented in Table 4. One assumption in the assessment of blowout duration is that one relief well is sufficient to kill the well. Need for a second relief well would require a re-evaluation. Table 4: Time to drill a relief well (days), ref /4/ Time to: Minimum: Most likely: Maximum: - make decisions 1 1 2 3 7 12 - drilling 22 26 32 - geomagnetic steering into the well* 7 12 20 - killing the well* 1 2 5 - mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations * Numbers related to these operations are found reasonable and used as default based on expert consultation. The required time to drill a relief well and kill a blowout is judged by the project to be between 34 and 71 days. A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in Table 4. The expected time found is 51 days. A probability distribution is presented in Figure 1. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 37 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft Figure 1: Rev. nr. Duration distribution, ‘Time to drill a relief well’ The probability distribution, found in Table 5 below, is constructed by combination of the well specific duration distribution and probabilities that a blowout will end by the mechanisms capping and bridging /2/. Based on Table 5 maximum blowout duration is suggested to be 63 days. Table 5: Probability distribution for a blowout to end as a function of time (days) Duration Duration Surface blowout Seabed blowout (days) Surface blowout Seabed blowout (days) 0,5 0,406 0,282 21 0,016 0,034 1 0,127 0,098 28 0,007 0,017 2 0,131 0,114 35 0,004 0,009 5 0,144 0,157 42 0,003 0,007 7 0,038 0,052 49 0,025 0,051 10 0,031 0,048 56 0,039 0,078 14 0,021 0,037 63 0,007 0,015 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 38 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft Rev. nr. Figure 2: Blowout duration described by probability distributions Figure 3: Blowout duration described by cumulative distributions Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 39 av 40 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel Dok. nr. Trer i kraft 6 Rev. nr. References /1/ Holand, Per: Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies, 2013, Sintef Technology and Society, Report no F25705, rev Final Report, December 19th 2013. /2/ Scandpower: “Blowout and Well Release Frequencies based on SINTEF Offshore Blowout Database 2014”, report no 19101001-8/2015/R3, ref Final, 17.03.2015. /3/ WCP NO 25/11-28 Gretel/ Gasol: EXP Team site for Gretel/ Gasol /4/ Risk Management for Drilling and Well Activities – ST team site for Gretel/ Gasol. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 40 av 40